DZIAłALNOść W 2019

GRI 102-10, 103-3
 

Działalność w Polsce

Działalność poszukiwawcza i wydobywcza na terenie Polski prowadzona jest przez PGNiG SA przy udziale m.in. spółek zależnych Exalo Drilling i Geofizyka Toruń. Oddział Geologii i Eksploatacji pełni rolę centrum kompetencyjnego z zakresu geologii poszukiwawczej, prac geologicznych, procesów inwestycyjnych dla obiektów górnictwa otworowego i eksploatacji złóż węglowodorów. Sprawuje nadzór merytoryczny nad eksploatacją złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, podziemnym składowaniem odpadów oraz podziemnym bezzbiornikowym magazynowaniem gazu na potrzeby eksploatacji. W strukturze PGNiG istnieją trzy wiodące oddziały, które znajdują się w Sanoku, Zielonej Górze oraz Odolanowie.

Koncesje krajowe 

 Na dzień 1 stycznia 2019 r. PGNiG posiadało 47 koncesji: 20 na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz 27 łącznych (na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie). Na dzień 31 grudnia 2019 r. PGNiG posiadało 47 koncesji: 13 na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego (w tym 1 koncesja w procedurze przekształcenia) oraz 35 łącznych (na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie). W 2019 r. zakończono 21 postępowań w zakresie uzyskania, zmiany lub przekształcenia koncesji. Według stanu na dzień 31 grudnia 2019 r. w Ministerstwie Środowiska (obecnie Ministerstwo Klimatu) na przekształcenie oczekuje 1 obszar koncesyjny oraz 21 wniosków o uzyskanie lub zmianę koncesji.

Zakończono również 16 postępowań w zakresie zatwierdzenia dodatków do projektów robót geologicznych. Na dzień 31 grudnia 2019 r. PGNiG posiadało 202 koncesje, w tym 190 koncesji eksploatacyjnych, 3 na podziemne składowanie odpadów oraz 9 na podziemne magazynowanie gazu. W 2019 r. PGNiG przyznano 3 nowe koncesje eksploatacyjne (Jata, Babimost oraz Karmin), 40 zostało zmienionych, 16 wygaszono, a w przypadku 8 były prowadzone postępowania.

Prace prowadzone na własnych koncesjach

Koncesje PGNiG i odwierty w 2019 r.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Oddziału Geologii i Eksploatacji.

 

 

W 2019 r. PGNiG kontynuowało poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Przedgórza Karpat, Monokliny Sudeckiej i Niżu Polskiego zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z partnerami. Z 35 otworów wierconych w 2019 r. głębokość końcową osiągnęło 30, w tym 4 badawcze, 3 poszukiwawcze, 12 rozpoznawczych oraz 11 eksploatacyjnych.

Na koniec 2019 r. wyniki złożowe uzyskano z 24 odwiertów (3 poszukiwawcze, 10 rozpoznawczych i 11 eksploatacyjnych). Wśród 24 odwiertów o znanych wynikach złożowych znalazło się: 21 odwiertów pozytywnych (w tym 1 poszukiwawczy, 10 rozpoznawczych i 10 eksploatacyjnych), 3 negatywne (w tym 2 poszukiwawcze i 1 eksploatacyjny, które nie uzyskały przemysłowego przypływu węglowodorów). Ponadto zlikwidowano 2 odwierty badawcze (z uwagi na badawczy charakter prowadzonych prac nie podlega klasyfikacji złożowej).

W 2019 r. wykonano również rekonstrukcje, testy złożowe oraz likwidacje otworów odwierconych we wcześniejszych latach – dotyczyło to: 5 otworów badawczych (w tym m.in.: 1 otwór jest w trakcie próbnej eksploatacji, 1 w trakcie testu złożowego, a 1 został zlikwidowany), 1 eksploatacyjny (otwór zlikwidowany), 7 poszukiwawczych (6 otworów zlikwidowanych, a 1 znajduje się w trakcie próbnej eksploatacji) oraz 7 rozpoznawczych (w tym m.in. 2 próby złożowe zakończyły się sukcesem, a w 2 otworach trwa test złożowy).

Do nowych odwiertów podłączonych do eksploatacji na terenie działalności Oddziału Wydobywczego w Sanoku w 2019 r. należą: 2 odwierty na złożu Zagorzyce (Sędziszów-38K i Sędziszów-39K – eksploatacja w ramach testu długotrwałego, tymczasowe podłączenie w ramach odwiertów jako element zgłoszenia prac), 1 odwiert na złożu Nosówka (Słotwinka-1), 1 odwiert na złożu Zagorzyce (Sędziszów-37), 1 odwiert na złożu Pruchnik-Pantalowice (Pantalowice-7K), 5 odwiertów na złożu Przemyśl (Przemyśl-288k, Przemyśl-302k, Przemyśl-305k, Przemyśl-286k, Przemyśl-47 – eksploatacja w ramach testu długotrwałego) oraz 1 odwiert na złożu Przeworsk (Przeworsk-24 – eksploatacja w ramach testu długotrwałego). Ponadto w ramach testu długotrwałego włączono do eksploatacji 2 odwierty, czyli Kramarzówka-2H i Kramarzówka-1k.

Z kolei do nowych złóż podłączonych do eksploatacji na terenie działalności Oddziału Wydobywczego w Sanoku w 2019 r. należą złoża Olchowiec (odwiert Olchowiec-2 – eksploatacja w ramach testu długotrwałego) i Gnojnica (odwierty Gnojnica-2k i Gnojnica-3k – eksploatacja w ramach testu długotrwałego).

W 2019 r. na terenie Oddziału Wydobywczego w Zielonej Górze został podłączony do eksploatacji nowy odwiert Miłosław-5k/H, na złożu Miłosław.

Kopalnie PGNiG
Liczba kopalni
Sanok
Zielona Góra
Kopalnie gazu ziemnego
18
10
Kopalnie ropy naftowej
5
1
Kopalnie ropy naftowej i gazu ziemnego
13
7
Razem
36
18

 

Prace prowadzone na koncesjach wraz z kontrahentami 

W 2019 r. Spółka na obszarach koncesyjnych PGNiG współpracowała z innymi podmiotami takimi jak: LOTOS Petrobaltic SA, ORLEN Upstream Sp. z o.o. oraz FX Energy Poland Sp. z o.o. (z dniem 1 stycznia 2020 r. udziały FX Energy Poland Sp. z o.o. przejął ORLEN Upstream Sp. z o.o.).

Na koncesjach PGNiG kontynuowane były prace na obszarach:

  • „Płotki” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 12 maja 2000 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, FX Energy Poland Sp. z o.o. – 49%. Rozpoczęto realizację zdjęcia sejsmicznego Rusocin 3D oraz przetwarzanie i interpretację danych sejsmicznych 3D w rejonie Boguszyn-Młodzikowo. Kontynuowano prace związane z zagospodarowaniem złoża gazu ziemnego Chwalęcin.
  • „Poznań” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 1 czerwca 2004 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, FX Energy Poland Sp. z o.o. – 49%. Rozpoczęto wiercenie otworu rozpoznawczego Pławce-3/3H, realizację zdjęcia sejsmicznego 3D Brzezie-Gołuchów i zakończono zagospodarowanie złoża gazu ziemnego Miłosław (Miłosław-5K/H).
  • „Bieszczady” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 1 czerwca 2007 r.; udziały wynosiły: PGNiG (operator) – 51%, Eurogas Polska Sp. z o.o. – 24% i Energia Bieszczady Sp. z o.o. – 25%. W dniu 20 lipca 2015 r. ORLEN Upstream Sp. z o.o. objęła 49% udziałów w blokach koncesyjnych numer: 437, 438, 456, 457, 458 oraz we fragmentach bloków 417 i 436 należących do Eurogas Polska Sp. z o.o. i Energia Bieszczady Sp. z o.o., a tym samym została stroną umowy o wspólnych operacjach. W grudniu 2018 r. wygaszono koncesję na bloku 436, a w kwietniu 2019 r. na bloku 456. W dniu 30 października 2019 r. przekształcono koncesje na bloku 437 i 457 na koncesję łączną na poszukiwanie, rozpoznawanie i eksploatacje złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. W marcu 2019 r. ukończono dokumentowanie prac sejsmicznych z tematu 2D Leszczowate. W lipcu 2019 r. zlikwidowano otwór Czarna Dolna-1 z powodu braku komercyjnego przypływu węglowodorów. W grudniu 2019 r. rozpoczęto wiercenie otworu poszukiwawczego Dylagowa-1.
  •  „Sieraków” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 22 czerwca 2009 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, ORLEN Upstream Sp. z o.o. – 49%. Kontynuowano prace analityczne i dokumentacyjne oraz podjęto decyzję o zagospodarowaniu złoża poprzez wykonanie otworu Sieraków-2H.
  • „Górowo Iławieckie” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 31 grudnia 2014 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, LOTOS Petrobaltic SA – 49%. Wykonano prace sejsmiczne Miłaki 3D oraz ukończono interpretację sejsmiki. Przygotowano projekt prac geologicznych na wiercenie otworu Miłaki-1K – projekt zatwierdzony do realizacji w grudniu 2019 r.
  • Prace na koncesjach FX Energy Poland Sp. z o.o. prowadzone były na obszarze „Warszawa-Południe” (blok 255) na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 26 maja 2011 r. Udziały FX Energy Poland Sp. z o.o. (operator) wynoszą 51%, a PGNiG – 49%. W październiku 2017 r. PGNiG wypowiedziało Umowę o Wspólnych Operacjach. W 2019 r. zlikwidowano infrastrukturę Ośrodka Produkcyjnego Wilga (zlikwidowano odwiert Wilga 255-2, infrastrukturę na powierzchniową i gazociąg).
Zasoby wydobywalneZasoby wydobywalne – wartości odpowiadające prawdopodobieństwu (odpowiednio 90%, 50% i 10%), że wartość wynikowa wielkości zasobów prognostycznych złóż gazu jest większa od wyliczonej
Stan zasobów wydobywalnych na dzień 31 grudnia 2019 r., z uwzględnieniem dokumentacji geologiczno-inwestycyjnych oraz dokumentacji rozliczających zasoby złożonych w Ministerstwie Klimatu bez wydanej decyzji Ministra, to ok. 15,4 mln ton ropy naftowej oraz 86,4 mld m3 gazu ziemnego w przeliczeniu na gaz wysokometanowy. 

Zasoby wydobywalneZasoby wydobywalne – wartości odpowiadające prawdopodobieństwu (odpowiednio 90%, 50% i 10%), że wartość wynikowa wielkości zasobów prognostycznych złóż gazu jest większa od wyliczonej udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 2015–2019 oraz współczynnik R/P w mln boe*** 

* Uwzględniono dodatkowo przyrosty zasobów z dokumentacji przyjętych przez Komisję Zasobów Kopalin, bez decyzji Ministra.
** Stan zasobów z uwzględnieniem dokumentacji geologiczno-inwestycyjnych oraz dokumentacji rozliczających zasoby złożonych w Ministerstwie Klimatu bez wydanej decyzji Ministra.
*** Współczynnik wyrażający stosunek zasobów węglowodorów do poziomu produkcji. 

Zasoby wydobywalneZasoby wydobywalne – wartości odpowiadające prawdopodobieństwu (odpowiednio 90%, 50% i 10%), że wartość wynikowa wielkości zasobów prognostycznych złóż gazu jest większa od wyliczonej udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 1985–2019 w mln boe

*przyrost zasobów wydobywalnych w 2019 z uwzględnieniem dokumentacji rozliczających

Zagospodarowanie wydobywanych węglowodorów

Podstawowymi produktami sprzedawanymi w ramach segmentu są gaz ziemny wysokometanowy i zaazotowany oraz ropa naftowa. Część wydobywanego gazu zaazotowanego podlega dalszemu przetworzeniu na gaz wysokometanowy w odazotowniach w Odolanowie oraz Grodzisku Wielkopolskim, gdzie uzyskuje się również m.in. LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot. W wyniku oczyszczania ropy naftowej do parametrów handlowych uzyskiwane są produkty: kondensat ropny, siarka oraz mieszanina propan-butan.

Część gazu ziemnego wydobytego w Polsce sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż do klientów spoza Grupy Kapitałowej PGNiG, jak również w jej ramach. Gaz ziemny wydobyty, a nie sprzedany w segmencie, przekazywany jest do sprzedaży do segmentu Obrót i Magazynowanie.

W obszarze handlu ropą naftową wydobywaną w Polsce w 2019 r. PGNiG kontynuuje dotychczasową politykę sprzedażową, współpracując z największymi podmiotami sektora paliwowego w Polsce i za granicą.

Kolejowe dostawy ropy naftowej realizowane są do Grupy LOTOS – Rafineria w Gdańsku oraz do spółki Orlen Południe SA – Zakład Trzebinia (Grupa PKN Orlen). Transportem samochodowym surowiec dostarczany jest do Orlen Południe SA – Zakład Jedlicze. Dostawy ropy realizowane są również transportem rurociągowym do firmy TOTSA TOTAL Oil Trading SA przy wykorzystaniu ropociągu PERN. Sprzedaż ropy naftowej w PGNiG bazuje na rynkowych notowaniach cen tego surowca.

 

Działalność zagraniczna

Koncesje i złoża PGNiG UN

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z PGNiG UN

PGNiG UN ma udziały w koncesjach wydobywczych i poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym zlokalizowanych na Morzach Norweskim, Północnym i Barentsa. Wspólnie z partnerami zajmuje się wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog oraz zagospodarowaniem złóż Skogul, Ærfugl, Duva oraz Snadd Outer. Trwa również faza przygotowania koncepcji zagospodarowania złóż Tommeliten Alpha i King Lear. Na pozostałych koncesjach PGNiG UN realizuje projekty poszukiwawcze. PGNiG UN prowadzi działania zmierzające do zapewnienia stabilnych, przewidywalnych i długoterminowych dostaw gazu do Polski. Obejmują one zarówno zaangażowanie w projekt budowy infrastruktury między Norwegią a Polską (projekt Baltic Pipe), jak i potencjalne akwizycje złóż gazowych w Norwegii

W 2019 r. ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog Spółka wydobyła 440 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami (w przeliczeniu na tonę ekwiwalentu ropy naftowej) i 0,48 mld m3 gazu ziemnego. Wydobycie ze złóż było niższe niż w analogicznym okresie poprzedniego roku, co jest wynikiem naturalnego sczerpywania złóż. Dodatkowo wpływ na poziom wydobycia miał nieplanowany przestój technologiczny na złożach Vilje oraz Vale.

W 2019 r. kontynuowano zagospodarowanie złóż – Ærfugl i Skogul, w których PGNiG UN jest partnerem. W ramach obu projektów w 2019 r. dokonano instalacji urządzeń wydobywczych oraz przeprowadzono odwierty eksploatacyjne. Operatorem obu tych złóż jest firma Aker BP. Rozpoczęcie wydobycia (czyli uruchomienie produkcji węglowodorów) z obu tych złóż planowane jest na 2020 r. Ponadto w I półroczu 2019 r. Spółka PGNiG UN razem z partnerami kontynuowała zagospodarowanie złoża Gina Krog. Główne prace obejmowały wiercenie dodatkowych otworów do zatłaczania gazu w celu podniesienia poziomu wydobycia ropy naftowej. Zatłoczony gaz zostanie wydobyty ze złoża w okresie późniejszym.
 

W czerwcu 2019 r. PGNiG UN podpisało umowę nabycia 22,2% udziałów w licencjach PL146 i PL333 zawierających złoże gazowe King Lear. Operatorem licencji PL146 i PL333 jest Aker BP, który posiada 77,8% udziałów.

W lipcu 2019 r. PGNiG UN podpisało umowę z firmą Wellesley Petroleum AS na zakup 20% udziałów w licencjach PL636 i PL636B zawierających złoże gazu Duva. Operatorem złoża jest Neptun Energy posiadający 30% jego udziałów. Plan zagospodarowania złoża został zaakceptowany przez Norweskie Ministerstwo Ropy Naftowej i Energii pod koniec czerwca 2019 r.

Transakcje zakupu udziałów w złożach King Lear oraz Duva zostały sfinalizowane w październiku 2019 r. W listopadzie 2019 r. PGNiG UN zwiększyło zaangażowanie w projekt Duva po podpisaniu umowy zakupu dodatkowych 10% udziałów w licencjach PL636 i PL636B od Pandion Energy AS. Ostatnia transakcja została sfinalizowana w pierwszym kwartale 2020 r. Po jej rozliczeniu udział PGNiG UN w złożu Duva wzrósł do 30%.

W wyniku opisanych transakcji w 2019 r. PGNiG UN osiągnęło także istotny wzrost udokumentowanych zasobów ze 141,9 mln boe na początku roku do 169,4 mln boe na koniec 2019 r. Zmiana wynika głównie z nabycia udziałów w złożach King Lear i Duva. Wskazany wzrost zasobów nie uwzględnia transakcji nabycia dodatkowych 10% udziałów w złożu Duva od Pandion Energy AS, która została sfinalizowana na początku 2020 r.

W styczniu 2019 r. została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2018 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG UN otrzymało udziały w trzech kolejnych nowych koncesjach poszukiwawczych PL838B, PL1009 i PL1017:

  • 40% udziałów jako operator w koncesji PL838B położonej na Morzu Norweskim i będącej rozszerzeniem koncesji PL838;
  • 35% udziałów jako partner w koncesji PL1009 (Warka) na Morzu Norweskim; koncesja ta położona jest w okolicy złoża Skarv, operatorem na tej koncesji został ConocoPhilips (65% udziałów);
  • 50% udziałów jako operator w koncesji PL1017 (Copernicus) na Morzu Norweskim położonej na wschód od złoża Aasta Hansteen; partnerem na licencji jest Equinor (50%).

 

W ramach licencji PL1009 zobowiązanie koncesyjne obejmuje wykonanie odwiertu poszukiwawczego. W przypadku dwóch pozostałych koncesji w ciągu dwóch lat partnerzy koncesyjni wykonają stosowne analizy geologiczne i geofizyczne, których celem będzie dokładne oszacowanie potencjału naftowego objętych koncesjami obszarów. Po tym okresie zostaną podjęte decyzje o wierceniu otworów poszukiwawczych lub zwolnieniu koncesji bez wykonywania wierceń (Drill or Drop).

W styczniu 2020 r. została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2019 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG UN otrzymało udziały w trzech kolejnych nowych koncesjach poszukiwawczych:

  • Koncesja PL636C jest rozszerzeniem koncesji PL636, w obrębie której leży złoże gazu ziemnego i ropy naftowej o nazwie Duva. Operatorem na tym złożu jest firma Neptun Energy Norge (30% udziałów), a obok PGNiG UN pozostałymi partnerami są Idemitsu i Pandion Energy oraz Sval Energy.
  • Koncesja PL1009B jest rozszerzeniem koncesji PL1009, gdzie PGNiG UN wspólnie z firmą ConocoPhillips planuje wiercenie otworu poszukiwawczego przed końcem 2020 r. W tej koncesji PGNiG UN otrzymało 35% udziałów, a rolę operatora pełni na niej ConocoPhillips (65%).
  • Koncesja PL1064, w której PGNiG UN otrzymało 30% udziałów, znajduje się niedaleko złoża Skarv, w bezpośrednim sąsiedztwie koncesji PL1009 i PL1009B. Operatorem na niej została firma ConocoPhillips (40% udziałów), a drugim – obok PGNiG UN – partnerem firma Aker BP (30%).

Nowe koncesje charakteryzują się potencjałem gazowym. Wszystkie trzy są zlokalizowane w pobliżu istniejącej infrastruktury produkcyjnej i gazociągów, co zdecydowanie ułatwia i przyspiesza proces ewentualnego ich zagospodarowania. Koncesje PL1009B i PL1064 są umiejscowione w pobliżu największego w portfelu aktywów PGNiG UN złoża, jakim jest Skarv, oraz w pobliżu złoża Åsgard, co umożliwia wykorzystywanie własnych doświadczeń w poszukiwaniu ropy i gazu w tym regionie.

PGNiG UN wspólnie z partnerami kontynuowało również prace na pozostałych koncesjach poszukiwawczych. W II połowie 2019 r., w ramach koncesji PL838, Spółka wykonała odwiert poszukiwawczy i odkryła złoże Shrek. Tym samym PGNiG UN zostało pierwszą polską spółką, która wykonała odwiert na Morzu Norweskim w roli operatora. Koncesja PL838 znajduje się na Morzu Norweskim i przylega bezpośrednio do obszaru licencyjnego złóż Skarv i Ærfugl, gdzie PGNiG posiada 12% udziałów jako partner.

W lutym 2020 r. PGNiG UN zawarło umowę z Aker BP na zakup udziałów w złożu Alve Nord i zwiększenie udziałów w złożu Gina Krog. W wyniku transakcji udziały PGNiG UN w złożu Gina Krog zwiększyły się o 3,3 pkt. proc. do 11,3%. W zamian PGNiG UN przekaże do Aker BP 5% udziałów w niedawno odkrytym przez siebie złożu Shrek na koncesji PL838. W ramach tej samej umowy PGNiG UN kupi również 11,92% udziałów w koncesji PL127C obejmującej nieeksploatowane jeszcze złoże gazowe Alve Nord.

Na dzień 31 grudnia 2019 r. PGNiG UN posiadało udziały w 26 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, w tym 4 operatorskie. Na początku 2020 r. liczba posiadanych koncesji uległa zwiększeniu do 31. Wzrost ten jest związany z rozstrzygnięciem ostatniej rundy koncesyjnej (3 koncesje) oraz transakcją z Aker BP (2 koncesje).

Złoża PGNiG UN
Koncesja
Operator
Udział
Rodzaj złoża
Rodzaj
Planowane działania
PL029C (Gina Krog)
Equinor
29,63%
(8% w projekcie)
Złoże ropno-gazowe
Poszukiwawcza/ zagospodarowanie
Produkcja, poszukiwania
PL036D (Vilje)
Aker BP
24,243%
Złoże ropne
Produkcja
Produkcja
PL044
ConocoPhilips
30% dla poszukiwań
(42,38% w Tommeliten Alpha)
Złoże gazowo-kondensatowe
Poszukiwawcza/ zagospodarowanie
Poszukiwania/ przygotowanie koncepcji zagospodarowania
PL036 (Vale)
Spirit
24,243%
Złoże kondensatowo-gazowe
Poszukiwawcza/ produkcja
Produkcja
PL249 (Vale)
PL146 (King Lear)
AkerBP
22,2%
Złoże gazowo-kondensatowe
Poszukiwawcza/ przygotowanie zagospodarowania
Przygotowanie koncepcji zagospodarowania
PL333
PL134B (Morvin)
Equinor
6%
Złoże ropne
Produkcja
Produkcja, poszukiwania
PL134C (Morvin)
PL212 (Skarv)
AkerBP
15%
(11,9175% w projekcie)
Złoże ropno-gazowe
Poszukiwawcza/ zagospodarowanie/produkcja
Produkcja, zagospodarowanie złoża Ærfugl (uruchomienie produkcji w 2020 r.)
PL212B (Skarv)
PL262 (Skarv)
PL212E (Snadd Outer)
AkerBP
15%
Złoże gazowo-kondensatowe
Zagospodarowanie
Projekt realizowany wspólnie z zagospodarowaniem Ærfugl
PL433 (Fogelberg)
Spirit
20%
Złoże gazowo-kondensatowe
Poszukiwawcza/ rozpoznanie
Analiza wyników testu produkcyjnego
PL460 (Skogul)
Aker BP
35%
Złoże ropne
Poszukiwawcza/ zagospodarowanie
Zagospodarowanie (planowane uruchomienie produkcji w 2020 r.)
PL636 (Duva)
Neptune
20%
Złoże gazowo-kondensatowe
Zagospodarowanie
Zagospodarowanie (planowane uruchomienie produkcji w 2021 r.)
PL636B
Neptune
20%
 
Poszukiwawcza
Decyzja o wierceniu odwiertu ma zostać podjęta w 2020 r.
Op.PL838 (Tunfisk/Shrek)
PGNiG
40%
Złoże ropne
Poszukiwawcza
Odkrycie złoża w wyniku odwiertu w 2019 r., analizy dotyczące zagospodarowania
Op.PL838B
PGNiG
40%
 
Poszukiwawcza
Analiza potencjału poszukiwań z wykorzystaniem danych ze złoża Shrek
PL839 (Nise/Storkobbe)
AkerBP
11,9175%
 
Poszukiwawcza
Interpretacja sejsmiki
PL850 (Ulv)
Edison
20%
 
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* maj 2020 r.
PL887 (Novus East)
PGNiG
40%
 
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* luty 2020 r.
PL939 (Egyptian Vulter)
Equinor
30%
 
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* marzec 2020 r.
PL941 (Gronlifielet)
AkerBP
20%
 
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* marzec 2020 r.
PL1009
ConocoPhilips
35%
 
Poszukiwawcza
Zobowiązanie do wykonania odwiertu do marca 2021 r.
PL1017
PGNiG
50%
 
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* marzec 2021 r.
* Decyzja DoD (Drill or Drop) – decyzja o dalszym zaangażowaniu w projekt i odwierceniu otworów poszukiwawczych lub zrezygnowanie z koncesji.

Złoża w fazie produkcji

Złoże Skarv rozpoczęło produkcję w grudniu 2012 r. Obecnie zagospodarowane jest 16 odwiertami podłączonymi do pięciu podmorskich płyt fundamentowych przygotowanych do podłączenia kolejnych 7 odwiertów, co zapewnia dużą elastyczność do dalszych prac związanych z licencją Skarv. Skarv FPSO(ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich. ma założony długi okres użytkowania – platforma stanowi atrakcyjne centrum wydobywczo-transportowe do kolejnych odkryć w regionie.

Zasoby na koniec 2019 r.: ok. 17,7 mln boe, w tym 10,6 mln boe gazu ziemnego i 4,7 mln boe ropy naftowej + NGL

Złoże Gina Krog to złoże ropno-gazowe, na którym produkcja rozpoczęła się w czerwcu 2017 r. przy wykorzystaniu 5 odwiertów. W chwili obecnej liczba odwiertów została zwiększona do 14, z czego 4 wykorzystywane są do zatłaczania gazu, co pozwala na optymalne sczerpanie zasobów ropy naftowej. Złoże zostało zagospodarowane na podstawie budowy nowej platformy oraz wykorzystania pływającej jednostki o pojemności 850 tys. bbl do magazynowania ropy naftowej, skąd – z pośrednim przeładunkiem na morzu – ropa jest następnie transportowana dalej tankowcami. Surowy gaz przesyłany jest z kolei na platformę Sleipner, z której trafia do sieci gazociągów Gassled. Kondensat oraz NGL są przesyłane do instalacji przetwórczych w Kårstø w Norwegii.

Zasoby na koniec 2019 r.: ok. 13,8 mln boe, w tym 6,2 mln boe gazu ziemnego i 5,5 mln boe ropy naftowej + NGL

Złoże Vilje jest usytuowane w centralnej części Morza Północnego. W jego sąsiedztwie znajdują się instalacje Alvheim oraz Heimdal. Złoże zagospodarowane jest metodą podmorską z 3 odwiertami połączonymi rurociągami z pływającą platformą Alvheim FPSO(ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich..

Zasoby ropy naftowej na koniec 2019 r.: ok. 3,4 mln boe

Złoże Vale jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na obszarze Morza Północnego i zostało odkryte w 1991 r. Mimo przestojów, jakie miały miejsce w latach 2018 i 2019, w najbliższym okresie zakłada się zwiększony poziom produkcji ze złoża Vale w związku z ostatnimi inwestycjami dokonanymi w ramach platformy Heimdal.

Zasoby na koniec 2019 r.: ok. 1,3 mln boe, w tym 0,8 mln boe gazu ziemnego i 0,5 mln boe ropy naftowej

Złoże Morvin zlokalizowane na obszarze Morza Norweskiego zostało odkryte w 2001 r. Wydobycie realizowane jest poprzez dwie płyty fundamentowe na dnie morza. Wspólny rurociąg łączy Morvin z platformą Åsgard B.

Zasoby na koniec 2019 r.: ok. 0,9 mln boe, w tym 0,3 mln boe gazu ziemnego i 0,5 mln

Złoża w fazie zagospodarowania

Złoże Tommeliten Alpha jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Ekofisk. Charakteryzuje się możliwością dalszego zwiększenia zasobów, a koncesja PL044 posiada znaczny potencjał do prowadzenia dalszych poszukiwań złóż. Według obecnego harmonogramu rozpoczęcie produkcji zakładane jest w 2024 r.

Zasoby Tommeliten Alpha na koniec 2019 r.: ok. 55,5 mln boe, w tym 37,6 mln boe gazu ziemnego i 15,6 mln boe ropy naftowej + NGL

Złoża Ærfugl oraz Snadd Outer są złożami gazowo-kondensatowymi odkrytymi w ramach obszaru licencyjnego Skarv. Znajdują się w fazie wiercenia 6 dodatkowych odwiertów. Odwierty z obydwu złóż w ramach wspólnego zagospodarowania będą podłączone do Skarv FPSO(ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich. z wykorzystaniem obecnie istniejącej infrastruktury do dalszego przesyłu. Harmonogram zakłada uruchomienie produkcji z fazy pierwszej zagospodarowania w IV kwartale 2020 r. oraz z fazy drugiej zagospodarowania w IV kwartale 2021 r.

Zasoby Ærfugl na koniec 2019 r.: ok. 26,4 mln boe, w tym 19 mln boe gazu ziemnego i 3,1 mln boe ropy naftowej + NGL

Zasoby Sandd Outer na koniec 2019 r.: ok. 5,8 mln boe, w tym 4,4 mln boe gazu ziemnego i 0,5 mln boe ropy naftowej + NGL

Złoże Skogul to złoże ropne zlokalizowane na obszarze Morza Północnego w pobliżu złoża Vilje. Plan zagospodarowania obejmuje wykonanie 1 odwiertu podłączonego do instalacji podmorskiej na złożu Vilje, a następnie wykorzystanie istniejącej infrastruktury, w tym platformy Alvheim FPSO(ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich.. Projekt znajduje się obecnie w finalnej fazie realizacji. Rozpoczęcie produkcji przewidziane jest na koniec I kwartału 2020 r.

Zasoby na koniec 2019 r.: ok. 3,3 mln boe, w tym 0,3 mln boe gazu ziemnego i 3 mln boe ropy naftowej

Złoże Duva to złoże gazowo-ropne na głębokości 2200 m, o dobrych właściwościach zbiornikowych. Zlokalizowane jest w północnej części Morza Północnego, w pobliżu złoża Gjøa. Duva została odkryta w 2016 r., a plan jej zagospodarowania zatwierdzono w 2019 r. i obejmuje zainstalowanie podmorskiej płyty fundamentowej przygotowanej do podłączenia 4 odwiertów produkcyjnych. Strumień sczerpywanych zasobów złoża będzie kierowany za pomocą podmorskich rurociągów na platformę Gjøa w celu przetworzenia wydobytych węglowodorów i ich eksportu.

Na koniec 2019 r. trwały prace inwestycyjne przy zagospodarowaniu złoża. Uruchomienie eksploatacji przewidziane jest na przełom 2020 i 2021 r. Duva będzie eksploatowana poprzez stopniowe obniżanie ciśnienia złożowego, gdzie w początkowym okresie produkcji wydobywana w pierwszym rzędzie będzie ropa naftowa, a następnie w coraz większym stopniu od 2023 r. gaz ziemny.

Na koniec 2019 Spółka posiadała 20% udziałów w złożu. Na początku 2020 r. udziały zostały zwiększone o kolejne 10%.

Zasoby na koniec 2019 r.: ok. 18,2 mln boe, w tym 10,3 mln boe gazu ziemnego i 5,6 mln boe ropy naftowej + NGL (zasoby nie uwzględniają dodatkowych 10% udziałów w złożu)

Złoże King Lear jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym. Zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego jego udokumentowane zasoby wydobywalne wynoszą 9,2 mld m3 gazu oraz 6,5 mln m3 ropy naftowej. Udział PGNiG UN w tym złożu to 22,2%.W 2019 r. trwały prace dotyczące opracowania koncepcji zagospodarowania złoża. Proces inwestycyjny planowany jest w latach 2021–2024, a uruchomienie produkcji zakładane na 2025 r. Zgodnie z aktualnymi danymi operatora złoża po uruchomieniu produkcji wydobycie gazu w części przypadającej na PGNiG UN powinno wynieść ok. 0,25 mld m3 rocznie.

Zasoby na koniec 2019 r.: ok. 22,3 mln boe, w tym 13,6 mln boe gazu ziemnego i 9,3 mln boe ropy naftowej + NGL
Złoża w fazie poszukiwania/rozpoznania

Złoże Fogelberg jest złożem gazowo-kondensatowym na obszarze Morza Norweskiego zlokalizowanym na północny wschód od złoża Morvin. W 2019 r. nadal trwały analizy danych pozyskanych z odwiertu wykonanego w 2018 r., które koncentrowały się głównie na produktywności złoża oraz określeniu zasobów wydobywalnych.

Złoże Shrek jest złożem ropnym zlokalizowanym w bezpośrednim sąsiedztwie platformy Skarv FPSO(ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich.. Zostało udokumentowane za sprawą odwiertu poszukiwawczego wykonanego w 2019 r., którego operatorem był PGNiG UN. Według wstępnych wyliczeń zasoby wydobywalne węglowodorów w nowo odkrytym złożu Shrek na koncesji PL838 mieszczą się w przedziale 19–38 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej), co potwierdził Norweski Dyrektoriat Naftowy (NPD).

Sprzedaż węglowodorów

Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell International Trading and Shipping Company Ltd (ze złóż Skarv, Vilje, Vale i Gina Krog) i TOTSA Total Oil Trading SA (ze złoża Morvin). Na wszystkich złożach, z wyjątkiem Vilje, wraz z ropą naftową wydobywany jest również gaz ziemny, który przesyłany jest gazociągiem głównie do Niemiec, gdzie odbiera go Spółka z Grupy PGNiG (PSTPGNiG Supply & Trading).

Od stycznia 2019 r. stopa podatku dochodowego w Norwegii (Corporate Tax) została obniżona z 23% do 22% i zrównoważona podniesieniem specjalnego podatku węglowodorowego (Special Petroleum Tax) z 55% do 56% oraz obniżką ulgi inwestycyjnej (Uplift) z 21,2% do 20,8%. Marginalna stopa podatkowa od działalności wydobywczej pozostała na poziomie 78%. Wprowadzone zmiany mają minimalny wpływ na działalność biznesową Spółki.

Pakistan

Oprócz prac prowadzonych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym Grupa działa w Pakistanie. PGNiG poprzez swój Oddział Operatorski prowadzi prace poszukiwawcze w Pakistanie na podstawie umowy na poszukiwanie i eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar z 18 maja 2005 r. pomiędzy PGNiG a rządem Pakistanu. Poszukiwania w obszarze bloku Kirthar prowadzone są wspólnie z Pakistan Petroleum Ltd. (PPL), zgodnie z podziałem udziałów i kosztów: PGNiG (operator) – 70%, PPL – 30%. W toku dotychczasowych prac poszukiwawczych na terenie koncesji odkryto dwa złoża gazu ziemnego Rehman i Rizq.

Zasoby na koniec 2019 r. (gazu ziemnego zaazotowanego w przeliczeniu na gaz wsyokometanowy, przypadający dla PGNiG): ok. 6,94 mld m3 (44,7 mln boe) w tym na złożu Rehman 5,07 mld m3 (32,6 mln boe) i Rizq 1,87 mld m3 (12,1 mln boe)

Eksploatacja ze złóż Rehman i Rizq prowadzona jest za pomocą kopalni na złożu Rehman. Udział PGNiG w produkcji ze złóż Rehman i Rizq prowadzonej 8 odwiertami w 2019 r. wyniósł ok. 193 mln m3 w przeliczeniu na gaz wysokometanowy. Pozytywny wynik złożowy uzyskały otwory eksploatacyjne Rehman-5 (prace rozpoczęte we wrześniu 2018 r.) oraz Rehman-6 (prace rozpoczęte w I połowie 2019 r.), a na otworze Rizq-3 trwają wiercenia.

W ramach kontynuacji prac poszukiwawczych w 2019 r. Oddział w Pakistanie zakończył podstawowy processing danych sejsmicznych: 3D na obszarze potencjalnego złoża W1 oraz zdjęcia sejsmicznego 2D na obszarze potencjalnego złoża W2.

Zjednoczone Emiraty Arabskie

W grudniu 2018 r. PGNiG wygrało przetarg na nabycie praw w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów na lądowym bloku nr 5 w emiracie Ras Al Khaimah. W ramach wygranej rundy Spółka objęła 90% udziałów w tym bloku o powierzchni 619 km2. PGNiG podpisało umowy z Ras Al Khaimah Petroleum Authority i RAK GAS LLC w styczniu 2019 r. W wyniku kontynuacji prac w emiracie został zarejestrowany Oddział PGNiG, który uzyskał stosowną licencję na prowadzenie działalności, oraz rozpoczęto prace sejsmiczne.

Libia
Wobec gwałtownego pogorszenia się sytuacji bezpieczeństwa w Libii, jakie miało miejsce z początkiem II połowy 2014 r., PGNiG UNA zgłosiło do National Oil Corporation (NOC) siłę wyższą. Sytuacja polityczna w 2019 r. nie uległa znaczącej zmianie w stosunku do 2018 r. PGNiG UNA prowadziło uzgodnione z NOC działania zmierzające do ograniczenia wpływu siły wyższej.

Działalność wspierająca segment w Polsce i za granicą

Usługi geofizyczne oraz prace sejsmiczne

GEOFIZYKA Toruń wypracowała pozycję lidera w sektorze badań geofizycznych w Europie, a jej podstawową działalnością są usługi z zakresu geofizyki poszukiwawczej (akwizycja, przetwarzanie i kompleksowa interpretacja danych sejsmicznych) oraz wiertniczej (pomiary geofizyczne w otworach i ich interpretacja). W 2019 r. realizowała zadania:

  • w zakresie akwizycji danych sejsmicznych w: Polsce, Niemczech, Holandii, Wielkiej Brytanii, Węgrzech, Gruzji, Egipcie, Mozambiku, Zjednoczonych Emiratach Arabskich;
  • w zakresie przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych w: Polsce, Holandii, Austrii, Indiach, Pakistanie, Kolumbii, Meksyku;
  • w zakresie geofizyki wiertniczej i pomiarów parametrów wiertniczo-gazowych, rynkiem zbytu usług były Polska i Słowacja.
GEOFIZYKA Toruń w związku ze swoją podstawową działalnością prowadzi również prace w zakresie B+R+I poprzez różne projekty innowacyjne, m.in. metodę akwizycji danych sejsmicznych dla wielokanałowych zdjęć satelitarnych. W 2019 r. w ramach Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG wykonano 383,4 km sejsmiki 2D oraz 343,4 km2 sejsmiki 3D.
Prace wiertnicze oraz usługi serwisowe

W 2019 r. Oddział Geologii i Eksploatacji PGNiG prowadził wiercenia w 35 otworach o łącznym metrażu 78,9 kmb.

Należąca do Grupy PGNiG Spółka EXALO świadczy usługi z zakresu prac sejsmicznych i serwisowych oraz wykonywania odwiertów zarówno dla Grupy, jak i na rzecz podmiotów zewnętrznych. Spółka jest jednym z wiodących europejskich przedsiębiorstw z sektora wierceń lądowych. Do najważniejszych kontraktów realizowanych w 2019 r. przez EXALO należały m.in.:

  • na rzecz PGNiG: obsługa zakupionego urządzenia wiertniczego klasy 2000 KM, świadczenie usług serwisowych w zakresie m.in. wiercenia i robót górniczych oraz dokonanie odwiertów w Pakistanie;
  • na rzecz podmiotów zewnętrznych: dokonanie odwiertów dla klientów w Pakistanie, Czadzie, Kazachstanie oraz zapewnienie serwisu na Ukrainie w ramach kontraktu wiertniczego.
Podziemne magazyny gazu 

W ramach segmentu funkcjonują dwa magazyny gazu zaazotowanego z (PMG Daszewo i PMG Bonikowo), których głównymi zadaniami są regulowanie pracy systemu gazu zaazotowanego oraz zagospodarowanie gazu z kopalń gazu zaazotowanego.

Wskazane magazyny są traktowanie odrębnie od magazynów gazu wysokometanowego (wchodzących w skład segmentu Obrót i Magazynowanie) ze względu na inny rodzaj składowanego surowca oraz funkcję.

Podziemne Magazyny Gazu(PMG) – magazyny utworzone w dwóch rodzajach struktur geologicznych – w złożach soli (tzw. kawernowe podziemne magazyny gazu „KPMG”) oraz w częściowo wyeksploatowanych złożach gazu ziemnego lub ropy naftowej (PMG)

 

Pojemność czynna
Maksymalna moc odbioru
Maksymalna moc zatłaczania
mln m3
mln m3/dobę
mln m3/dobę
Bonikowo
200
2,4
1,7
Daszewo
60
0,4
0,2

Poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie złóż metanu z pokładów węgla

W 2019 r. kontynuowano prace związane z projektem poszukiwania, rozpoznawania oraz wydobywania złóż metanu z pokładów węgla Geo-Metan II.

Powrót do góry

To menu pozwala przejść do innej podstrony w tym rozdziale